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UNIVERSIDAD NACIONAL DE PIURA
FACULTAD DE INGENIERÍA DE MINAS
ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERÍA DE
PETRÓLEO
PROYECTO DE TESIS
“ALTERNATIVAS PARA LA PRODUCCIÓN ÓPTIMA DE
POZOS CON ALTO GOR”
PRESENTADO POR:
Bach. JORGE CESAR CUEVA REQUENA
ASESORADO POR:
Ing. RICARDO AYALA ORIHUELA
PIURA, ABRIL 2017
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DEDICATORIA
La presente tesis está dedicada a Jehová, un Dios vivo que escucha las peticiones de sus
hijos, y su misericordia alcanza límites insospechables, proporcionando en cada momento,
paz, amor, y sabiduría en abundancia. Porque sabes lo mucho que te necesito y, aunque a
menudo tropiezo, tu incommensurable amor conforta mi alma. Por eso y más, gracias Papá
hermoso.
A mis padres y amado hermano, porque ellos siempre estuvieron a mi lado brindándome su
apoyo, dedicación y paciencia. Fueron mis modelos a seguir, creyeron siempre en mis
capacidades, siendo mi motivación y esfuerzo para poder cumplir mis metas y objetivos
como profesional.
JORGE CÉSAR
v
AGRADECIMIENTO
Agradezco al Ingeniero Gregorio Mechato por haber sido guía en el proceso de este
trabajo y por compartir sus conocimientos para poder culminar con éxito este proyecto. A
mi estimado y querido profesor Percy Valenzuela, quien durante toda la carrera, me
transmitió su profesionalismo y conocimientos. A mis compañeros Gilberto Jesús Miranda
Noblecilla, Rubén Zelada Ato, José Jesús Valladares Alcántara, Alex Omar Zapata
Chávez, Gelber Castro Juárez. Gracias.
JORGE CÉSAR
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE PIURA
FACULTAD DE INGENIERÍA DE MINAS
ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
BACH. JORGE CÉSAR CUEVA REQUENA
“ALTERNATIVAS PARA LA PRODUCCIÓN OPTIMA DE POZOS CON ALTO
GOR”
RESUMEN
El trabajo de Tesis ha sido elaborado teniendo en cuenta que la Industria Petrolera en el
noroeste tiene más de 100 años de producción, desde el descubrimiento del Petróleo.
Desde entonces más de 100 campos han sido colocados en operación y aún se encuentran
en producción. Estos campos presentan pozos con un perfil de producción declinante y con
alto GOR.
El objetivo principal del presente estudio es aprovechar el gas en los pozos de alto GOR,
utilizando el Levantamiento Artificial por gas, que es uno de los métodos más utilizados a
nivel mundial para el levantamiento de la producción en pozos petroleros, teniendo en
cuenta la eficiencia del Sistema de Gas Lift Intermitente como alternativa para la
producción optima de pozos con características de producción de alto GOR y baja Presión
de Reservorio.
A medida que los pozos producen y el empuje natural del reservorio disminuye en función
a la producción acumulada en el tiempo, la presión del fondo del pozo también se reduce al
punto que los pozos deben producir mediante bombeo artificial, siendo el bombeo de
varillas de succión el más común.
La producción de pozos con alto GOR y con sistema de levantamiento por bombeo
mecánico es deficiente, siendo el bloqueo pos GAS de la bomba del subsuelo y la
reducción de aportes del fluido de las formaciones productivas por el incremento de la
contrapresión en cabeza de pozo, la principal causa.
Este trabajo de Tesis involucra investigación aplicada a la Optimización de la producción
en pozos que producen en alto GOR, promoviendo la aplicación del sistema Gas Lift
Intermitente a manera de aprovechar al máximo el gas producido por las formaciones
productivas.
PALABRAS CLAVE: Producción, Levantamiento Artificial, Reservorio, Bombeo,
Varillas de Succión, Optimización.
NATIONAL UNIVERSITY OF PIURA
FACULTY OF MINING ENGINEERING
PROFESSIONAL SCHOOL OF PETROLEUM ENGINEERING
BACH. JORGE CÉSAR CUEVA REQUENA
"ALTERNATIVES FOR THE OPTIMAL PRODUCTION OF WELLS WITH
HIGH GOR"
ABSTRACT
The work of Thesis has been elaborated taking into account that the Oil Industry in the
northwest has more than 100 years of production, since the discovery of the Oil. Since then
more than 100 fields have been put into operation and are still in production. These fields
present wells with a declining production profile and high GOR.
The main objective of the present study is to take advantage of the gas in the high GOR
wells, using the Gas Artificial Lift, which is one of the most widely used methods for
lifting production in oil wells, taking into account efficiency Of the Intermittent Gas Lift
System as an alternative for the optimum production of wells with production
characteristics of high GOR and Low Reservoir Pressure.
As the wells produce and the natural thrust of the reservoir decreases as a function of the
accumulated production over time, the well bottom pressure also reduces to the point that
the wells must produce by artificial pumping, with the suction rod being pumped the most
common.
The production of wells with high GOR and mechanical lift system is deficient, being the
post GAS blockade of the subsurface pump and the reduction of fluid contributions of the
productive formations by the increase of the back pressure in the wellhead, the main cause.
This thesis work involves applied research to the Optimization of the production in wells
that produce in high GOR, promoting the application of the Intermittent Gas Lift system in
order to maximize the gas produced by the productive formations.
KEY WORDS: Production, Artificial Lift, Reservoir, Pumping, Suction Rods,
Optimization.
vii
viii
ÍNDICE
CAPITULO I................................................................................................................. 1
1 MARCO CONTEXTUAL DE LA INVESTIGACIÓN .............................................. 1
1.1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 1
1.2 REALIDAD PROBLEMÁTICA .............................................................................. 2
1.2.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ....................................................... 2
1.3 JUSTIFICACIÓN ..................................................................................................... 3
1.4 OBJETIVOS ............................................................................................................. 3
1.4.1 OBJETIVO GENERAL ................................................................................. 3
1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ......................................................................... 3
1.5 HIPÓTESIS DE LA INVESTIGACIÓN ................................................................. 3
1.5.1 VARIABLES DE LA HIPÓTESIS ................................................................ 4
CAPÍTULO II ............................................................................................................... 5
2 MARCO TEÓRICO .................................................................................................... 5
2.1 ANTECEDENTES ................................................................................................... 5
2.2 CARACTERIZACIÓN DE LOS RESERVORIOS ................................................ 6
2.2.1 RESERVORIOS CON IMPULSIÓN POR GAS EN SOLUCIÓN ............... 7
2.2.2 CARACTERÍSTICAS DE LOS RESERVORIOS........................................ 8
2.2.3 MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL UTILIZADOS
ACTUALMENTE EN EL CAMPO .............................................................. 8
2.2.3.1 BOMBEO MECÁNICO .................................................................... 8
2.2.3.2 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL PLUNGER
LIFT ................................................................................................. 14
2.2.3.3 PRODUCCIÓN POR PISTONEO (SWAB) .................................... 19
2.2.3.4 MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO POR GAS LIFT ..................... 22
CAPÍTULO III ............................................................................................................. 31
3 APLICACIÓN DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
LIFT INTERMITENTE ............................................................................................. 31
3.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS YACIMIENTOS DEL NOR-OESTE................... 31
3.1.1 HISTORIA DEPOSICIONAL Y ESTRUCTURAL .................................. 32
3.1.2 POTENCIAL DE RESERVAS................................................................... 34
ix
3.1.3 CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS ..................................................... 36
3.1.4 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES .............................................. 37
3.1.5 CARACTERÍSTICAS DE LOS RESERVORIOS ..................................... 38
3.2 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL ACTUALES ........................ 41
3.3 GENERALIDADES SISTEMA GAS LIFT APLICADO EN EL NOR-OESTE .... 42
3.3.1 GAS LIFT CONTINUO ............................................................................. 43
3.3.2 GAS LIFT INTERMITENTE ..................................................................... 44
3.3.3 MECÁNICA DE VÁLVULAS GAS LIFT, IPO ........................................ 45
3.4 FUERZAS QUE ACTÚAN SOBRE LAS VÁLVULAS GAS LIFT EN
OPERACIÓN .......................................................................................................... 45
3.4.1 GAS LIFT INTERMITENTE ................................................................. 48
3.4.2 TIPOS DE INSTALACIONES GAS LIFT .............................................. 50
3.4.2.1 INSTALACIÓN GAS LIFT CONVENCIONAL ................................ 50
3.4.2.2 INSTALACIÓN GAS LIFT CON CÁMARA DE ACUMULACIÓN....... 51
3.4.2.3 INSTALACIÓN GAS LIFT BLT .......................................................... 52
3.4.2.4 INSTALACIÓN GAS LIFT CONCÉNTRICO ................................... 54
3.5 EXPERIENCIA POZO LG-112 ............................................................................... 55
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................... 60
BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................... 61
x
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1 Esquema Típico De Una Bomba De Subsuelo............................................. 10
Figura 2.2 Equipo de bombeo superficial ...................................................................... 13
Figura 2.3 Esquema Típico De Una Instalación Plunger Lift ......................................... 15
Figura 2.4 Esquema de un ciclo con plunger lift ........................................................... 17
Figura 2.5 Unidad De Swab............................................................................................ 19
Figura 2.6 Partes De La Unidad De Swab ..................................................................... 22
Figura 2.7 Sistemas de Gas Lift ......................................................................................... 24
Figura 2.8 Gas Lift Continuo ......................................................................................... 27
Figura 2.9 Gas Lift Intermitente ..................................................................................... 28
Figura 3.1 Estratigrafía de la cuenca Talara .................................................................. 32
Figura 3.2 sección transversal mostrando el grado de fallamiento ................................ 33
Figura 3.3 Columna Estratigráfica generalizada de la cuenca Talara............................. 37
Figura 3.4 Pozo área Reventones, historial de Producción ........................................... 40
Figura 3.5 Mecanismos De Producción Actuales Lote X ............................................... 41
Figura 3.6 Esquema de un sistema de Gas Lift............................................................... 42
Figura 3.7 Válvula de Gas lift operada por gas de inyección ........................................ 45
Figura 3.8 Calibración de válvulas de Gas Lift en laboratorio de calibración .............. 48
Figura 3.9 Ciclo de levantamiento Gas Lift Intermitente aplicado ............................... 50
Figura 3.10 Instalación de Gas Lift intermitente convencional ...................................... 51
Figura 3.11 Instalación Cámara Insertada ..................................................................... 52
Figura 3.12 Esquema de instalación BLT ........................................................................... 53
Figura 3.13 Mandrel BLT de descarga 2 3/8” ............................................................... 53
Figura 3.14 Mandrel BLT Operativo 2 3/8” .................................................................. 54
Figura 3.15 Instalación Crossover ............................................................................... 54
Figura 3.16 Histórico de Producción del pozo LG-112 ................................................. 55
Figura 3.17 IPR estimado para el pozo LG- 112 ........................................................... 56
Figura 3.18 Pozo LG-112 Instalación Convencional .................................................... 57
xi
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1 Características de los reservorios del Nor-Oeste ........................................... 3
Tabla 2.2 Resistencia y Torque ...................................................................................... 11
Tabla 3.1 Estadística de los campos de petróleo y gas cuenca Talara ............................ 34
Tabla 3.2 Resultados devaluación. Estimado de reservas cuenca Talara-por USGS ..... 36
Tabla 3.3 Características Petrofísicas Promedio de los reservorios de La Cuenca ....... 40
Tabla 3.4 Ventajas y Desventajas del Gas Lift continuo ............................................... 43
Tabla 3.5 Ventajas y Desventajas del Gas Lift Intermitente ........................................... 44
Tabla 3.6 Calculo de calibración de GLV ......................................................................... 58
1
CAPITULO I
1 MARCO CONTEXTUAL DE LA INVESTIGACION
1.1 INTRODUCCIÓN
Los pozos perforados en el Campo Laguna Grande, producen de la formación Mesa,
principal formación productiva multicapa, la cual presenta alta saturación de Gas
debido a la baja presión de reservorio y ubicación de los cañoneos en la parte
superior de la estructura.
Los pozos asistidos con bombas de bombeo mecánico de subsuelo tienen baja
eficiencia porque sufren bloqueo por gas, debido al alto GOR de Producción y a la
ausencia de líneas de recolección de gas de baja presión en la tubería de
revestimiento de producción, generando una alta presión fluyente de fondo volviendo
al sistema deficiente y antieconómico.
Las características productivas en los pozos del campo Laguna Grande, generan la
necesidad de diseñar una instalación de compresores en las facilidades de producción
parcial en red que recolecte el gas de forros y aplicar un sistema de levantamiento
artificial que aproveche al máximo la energía del reservorio, y nos permita la
Optimización de la Producción en cada uno de los pozos.
Un compromiso del proyecto es optimizar la producción acorde con el cumplimiento
de la normativa ambiental, dado que la producción, el procesamiento, el transporte y
la distribución de petróleo y gas es la segunda fuente más grande de emisiones de
metano causadas por las actividades del ser humano en todo el mundo.
Dado que el metano es el principal componente del gas natural y es un poderoso gas
de efecto invernadero; la reducción de las emisiones de metano provenientes de la
industria del petróleo y del gas natural trae beneficios significativos al medio
ambiente a nivel global, adicionalmente trae otros beneficios económicos,
operacionales y de seguridad energética para las compañías de petróleo y gas.
El objetivo principal del presente estudio es aprovechar el gas en los pozos de alto
GOR, utilizando el Levantamiento Artificial por Gas, que es uno de los métodos más
utilizados a nivel mundial para el levantamiento de la producción en pozos
petroleros.
Conceptualmente es muy sencillo, el gas disminuye el peso de la columna de tal
forma que la energía del yacimiento resultará suficiente para levantar la producción
hasta la superficie. Es necesario inyectar el gas lo más profundo posible para reducir
2
sustancialmente el peso de la columna e inyectar la tasa de gas adecuada para que la
fricción de la corriente multifásica no anule la reducción de peso.
Adicionalmente para optimizar la distribución de gas entre los pozos asociados al
sistema es necesario utilizar algoritmos que permitan levantar la mayor cantidad de
petróleo posible, ya que la presencia de agua atenta contra la rentabilidad del método
puesto que esta es normalmente más pesada que el petróleo y no posee gas en
solución para asistir al levantamiento de los fluidos.
1.2 REALIDAD PROBLEMÁTICA
La industria petrolera en el Noroeste tiene más de 100 años de producción, desde el
descubrimiento del Petróleo. Desde entonces, más de 100 Campos han sido
colocados en Operación y aún se encuentran en producción. Estos campos presentan
pozos con un perfil de producción declinante y con Alto GOR.
A medida que los pozos producen y el empuje natural del reservorio disminuye en
función a la producción acumulada en el tiempo, la presión del fondo del pozo
también se reduce, al punto que los pozos deben producirse mediante bombeo
artificial, siendo el bombeo de varillas de succión el más común. Al seguir
disminuyendo la presión de fondo, la contrapresión de superficie requerida para
transportar el gas hasta la facilidad para ser medido y quemado, con el tiempo se
vuelven un porcentaje mayor de la presión de fondo agotada requiriendo que se
instale algún dispositivo de alivio de presión, y no necesariamente la emisión de este
gas a la atmósfera.
1.2.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Si la producción de los pozos por bombeo mecánico en el área de Laguna, han
mostrado un levantamiento deficiente, siendo el bloqueo por Gas de la bomba de
subsuelo y la reducción de aportes de fluido de las formaciones productivas por el
incremento de la contrapresión en cabeza de pozo, la principal causa. De qué
manera mejorara la producción de los pozos que producen con alto GOR,
aplicación de Sistema Gas Lift Intermitente a manera de aprovechar al máximo el
gas producido por las formaciones productivas, y así también evitar ventear o
quemar el gas, contaminando el ambiente.
3
1.3 JUSTIFICACION
El campo laguna Grande, es uno de los campos petroleros del noroeste del país con
más de 50 años de explotación. La explotación económica del campo por parte de la
empresa Oil Production Project – OPP, ha involucrado la aplicación de técnicas de
producción que permitan cumplir con la normativa actual, relacionado con reducción
de emisiones de gas a la atmósfera.
A lo largo de los años siempre se ha pensado que el sistema artificial de extracción
por bombeo mecánico no tiene la capacidad de manejar de manera eficiente grandes
cantidades de gas, máxime si no existe un sistema de captación de baja presión que
colecte el gas producido por la entre columna.
La producción de los pozos con alto GOR y con sistema de levantamiento por
bombeo mecánico es deficiente, siendo el bloqueo por Gas de la bomba de subsuelo
y la reducción de aportes de fluido de las formaciones productivas por el incremento
de la contrapresión en cabeza de pozo, la principal causa.
El trabajo de tesis involucra investigación aplicada la Optimización de la producción
a pozos que producen con alto GOR, promoviendo la aplicación de Sistema Gas Lift
Intermitente a manera de aprovechar al máximo el gas producido por las formaciones
productivas.
1.4 OBJETIVOS
1.4.1 OBJETIVO GENERAL
El objetivo general de este estudio es dar a conocer la eficiencia del sistema Gas
Lift Intermitente como alternativa para la producción optima de pozos con
características de producción de alto GOR y baja Presión de Reservorio.
1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Evaluar los pozos en estudio para seleccionar los que cumplen con los
parámetros óptimos para la aplicación del Sistema Gas Lift Intermitente
El objetivo específico es demostrar que es alcanzable la Producción óptima de
pozos con baja presión de fondo y alto GOR, en cumplimiento de la normativa
Nacional
1.5 HIPÓTESIS DE LA INVESTIGACION
Si el Sistema Gas Lift Intermitente es un sistema aplicable a pozos con alto GOR,
4
dado que aprovecha el gas de producción y brinda un tiempo para la restauración de
columnas de fluidos por parte de formaciones de baja presión. Este sistema puede ser
optimizado con aplicación de un pistón viajero, por lo tanto mejoraría la producción
de los pozos con alto GOR
1.5.1 VARIABLES DE LA HIPOTESIS
VARIABLES DEPENDIENTES
PRODUCCION DE CRUDO
PRODUCCIÓN DE GAS
COSTOS
VARIABLES INDEPENDIENTES
PRESIÓN DEL RESERVORIO
GRAVEDAD API DEL CRUDO
TEMPERATURA
PROFUNDIDAD
SISTEMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO
5
CAPÍTULO II
2 MARCO TEÓRICO
2.1 ANTECEDENTES
UGUÑA ROMERO G.R, año 2000, Escuela Superior Politécnica del Litoral,
Guayaquil, Ecuador, presentó su estudio de investigación titulado "Incremento de la
Producción de petróleo por medio de la reparación de pozos por levantamiento
intermitente de Gas Lift en el campo Gustavo Galindo V.". Este proyecto se realizó
con la finalidad de Incrementar la producción rehabilitando 40 pozos de Gas Lift,
además utilizando tratamientos químicos, debido a los problemas de parafina que
presentan estos pozos del Campo Ancón que producen de la Formación Atlanta. Con
un GOR calculado de 1000 cada pozo incrementaría el gas necesario para su
operación, y la presión del sistema fue de 450 psi. El proyecto se aplicó y fue
exitoso, tuvo una alta rentabilidad debido a que la producción se incrementó de 180
bls a 340 bls., con bajos costos de operación comparados con otros sistemas en esta
área. El costo de rehabilitar un pozo con material nuevo es de aproximadamente
6,500 dólares, lo cual demostró que es bajo comparando con otros sistemas de
levantamiento artificial. El principal problema en la operación de los compresores es
la presión negativa en la succión que está en un rango de -10 pulgadas de mercurio a
5 psi, lo que ocasiona una sobrecarga a los compresores.
Gómez Marulanda V.L., año 2007, Fundación Universidad de América. Facultad de
Ingenierías. Departamento de Ingeniería de Petróleos, Bogotá, Colombia, presento su
trabajo de investigación titulado “Evaluación del sistema de levantamiento artificial
por gas lift en el campo La Gloria de Perenco en Casanare” El cual se desarrolló con
el fin de evaluar las condiciones de operación del sistema de levantamiento artificial
por gas lift para los pozos del campo La Gloria. Este trabajo comprende la
evaluación de las condiciones actuales de operación del sistema tanto en fondo como
en superficie, con el fin de diagnosticar posibles alternativas de optimización del
sistema. De acuerdo a la recolección de datos del sistema de levantamiento artificial
por gas lift, se evaluaron las condiciones del gas de inyección en superficie con el
simulador HYSYS 3.1. En esta evaluación se determinó que es posible obtener un
balance equivalente del gas y mejorar las condiciones de compresión a bajo costo.
Posteriormente, se evaluaron las condiciones de diseño en fondo con el simulador
6
WELLFLO mediante lo cual se determinó que es posible optimizar el diseño y
activar formaciones productoras. Posteriormente, se plantearon posibles alternativas
de mejoramiento de las condiciones operacionales del sistema y se realizó un
estimativo del incremento de producción de acuerdo a las optimizaciones propuestas.
Éste estimativo mostró un incremento en la producción de aproximadamente 64
BOPD. Finalmente, se realizó un estudio económico mediante la relación costo-
beneficio, para determinar la viabilidad económica del proyecto.
Se obtuvo una alta rentabilidad del proyecto ya que la inversión en las
optimizaciones planteadas se recupera en menos de tres años mediante el incremento
en la producción de aceite. El aporte para la Compañía y Asociados es la reducción
de costos del sistema de compresión y de utilidades gracias al incremento en la
producción de aceite.
2.2 CARACTERIZACIÓN DE LOS RESERVORIOS
Una vez comprobado la existencia de hidrocarburos en condiciones económicamente
rentables se inicia la etapa productiva de los hidrocarburos, la cual reúne el conjunto
de actividades que se llevan a cabo para extraer de manera eficiente, rentable y
segura los fluidos que se encuentran en los yacimientos.
Un pozo produce por flujo natural cuando el yacimiento tiene la suficiente energía
como para llevar el fluido desde la roca reservorio hasta el cabezal de pozo, esto se
da por la magnitud de la caída de presión existente entre el pozo y el yacimiento. Los
reservorios del Nor-Oeste tienen en su etapa inicial producción de flujo natural, que
se les conoce también como mecanismo de recuperación primarios, entre los cuales
tenemos: Empuje por gas disuelto: la fuerza la provee el gas disuelto en el petróleo,
el gas tiende a expandirse y a escaparse por la disminución de presión. Empuje por
capa de gas: cuando el gas está por encima del petróleo y debajo del techo de la
trampa este realiza un empuje sobre el petróleo.
También existen mecanismos que al aplicárselos al yacimiento estos pueden producir
por flujo natural como son inyección de gas, inyección de agua siendo los
mecanismos de producción secundarios.
Cuando un pozo produce por el flujo natural del yacimiento, este mecanismo no se
mantiene hasta agotarse las reservas de hidrocarburos en el yacimiento, sino que
llega un momento en que la presión del yacimiento ha descendido lo suficiente como
para que la caída de presión sea menor, lo cual va a hacer que el los fluidos
7
asciendan hasta cierta parte del pozo y a partir de allí haya que aplicar un mecanismo
para llevarlos hasta el cabezal de pozo y en este caso a la plataforma. Aquí se
presentan los métodos artificiales de producción, los cuales buscan recuperar el
máximo posible del remanente que ha quedado en el yacimiento luego de que parara
la producción por flujo natural, en ciertos casos desde el comienzo de la extracción
de fluidos se aplican métodos artificiales de producción. Los más comunes en el Nor-
Oeste son Bombeo mecánico, Levantamiento por Inyección de Gas, sistema Plunger
Lift, bombeo por capacidades progresivas (PCP), y producción por suabeo.
2.2.1 RESERVORIOS CON IMPULSION POR GAS EN SOLUCIÓN
El Empuje por Gas en Solución es a veces llamado Empuje por Gas Interno,
Empuje por Gas Disuelto, Empuje por Depletación, Empuje Volumétrico o Empuje
por Expansión de Fluidos. Este es el principal mecanismo de empuje para
aproximadamente de todos los reservorios de petróleo del Nor-Oeste.
En un reservorio de Empuje por Gas en Solución, este mecanismo predomina por
sobre uno de capa de gas o Empuje por Agua. La saturación de agua promedia
dentro del volumen poroso está cerca al valor irreducible.
La presión inicial del reservorio está sobre o igual a la presión del punto de burbuja.
Como la presión inicial esta sobre la presión del punto de burbuja, entonces la
presión como consecuencia de la producción declina rápidamente hasta el punto de
burbuja en estos reservorios. Durante este periodo, todo el gas en el reservorio
permanece en solución.
Una vez que la presión ha declinado hasta la presión del punto de burbuja, la
producción adicional causa que esta decline por debajo del punto de burbuja con la
consiguiente evolución del gas libre en el reservorio. Después que la saturación de
gas excede la saturación crítica, este se hace móvil y se desplaza hacia la parte alta
de la estructura.
A fin de que no se forme una capa de gas, la permeabilidad vertical debe ser
pequeña. Sobre la base de esto el gas libre fluirá en el reservorio y permitirá que se
incremente el GOR observado en los pozos. El mecanismo principal se debe al
empuje del gas y a la expansión del petróleo. El efecto de la expansión del agua y
de la roca es pequeño si se compara a la energía de un gas libre altamente
expansible.
8
La eficiencia de recuperación sobre el punto de burbuja, donde el petróleo es
producido por la expansión del fluido líquido en el reservorio cuando se reduce la
presión, esta normalmente en el rango de 1 a 3%. Sobre el punto de burbuja, la
compresibilidad del petróleo es baja, tal como 5 x 10-4 psi-1, lo cual quiere decir
que el petróleo posee una expansión volumétrica pequeña, y la producción de
petróleo del reservorio resultará en una rápida declinación de la presión.
La recuperación de petróleo para el mecanismo de gas en solución, es decir cuando
la presión cae por debajo del punto de burbuja, usualmente en estos reservorios está
en el rango de 5 a 20 % del petróleo original en-sitio. Los factores que tienden a
favorecer una alta recuperación incluyen alta gravedad API del crudo (baja
viscosidad), alto GOR de solución y homogeneidad de la formación.
RESERVORIOS DE GAS DISUELTO
CARACTERÍSTICAS TENDENCI
Presión del Reservorio Declina continuamente
GOR de superficie El GOR es fijo hasta que presión del reservorio alcance la
presión del punto de burbuja. Por debajo de la presión del
Producción de agua Ninguna o insignificante.
Comportamiento del pozo Requiere bombeo desde etapas iniciales. En el Perú es usual
Proceso del Mecanismo Cuando el reservorio está a una presión por encima de la
presión de punto de burbuja, impera el mecanismo de
expansión de fluidos con baja eficiencia de recuperación
(1% a 3%).
Recuperación esperada 5 al 20 % del OOIP
Presencia en el Perú Noroeste, en formaciones Verdún, Echino, Ostrea,
Mogollón, Basal Salina.
Tabla 2.1 Características de los reservorios del Nor-Oeste
2.2.2 CARACTERISTICAS DE LOS RESERVORIOS
2.2.3 MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL UTILIZADOS
ACTUALMENTE EN EL CAMPO
2.2.3.1 Bombeo Mecánico
9
El sistema de bombeo mecánico es el método de producción artificial más
utilizado para producir pozos de petróleo. Su éxito se debe fundamentalmente a su
simplicidad, eficiencia y confiabilidad.
En las operaciones de Talara, aproximadamente el 92% de los pozos producen por
bombeo mecánico. Esta cifra da idea de la importancia que tiene para las
empresas operadoras el sistema citado en la explotación del petróleo, es obvio que
un mejoramiento en su eficiencia de operación, representaría un incremento
notable en la producción de petróleo crudo.
El método de bombeo mecánico consiste en elevar el fluido (petróleo + agua)
desde el nivel que este alcanza en el pozo y desplazarlo al punto de recolección
por medio de una bomba de profundidad accionada por la columna de varillas que
transmiten el movimiento del equipo de bombeo.
El fluido es conducido hasta la superficie a través de la cañería de producción
(tubing) y de allí hasta el punto de recolección por la línea de conducción (flow
line)
COMPONENTES PRINCIPALES
Los componentes principales que forman parte del Sistema de Bombeo Mecánico,
se citan a continuación y en orden secuencial desde el fondo hasta la superficie:
A. Bomba de subsuelo.
B. Varillas de transmisión de succión.
C. Tubería de Producción.
D. Equipo de bombeo superficial.
E. Motor primario.
F. Cabezal del pozo
El funcionamiento en conjunto de todos estos elementos constituye el sistema de
bombeo mecánico, utilizado para transmitir la energía adicional al pozo y
transportar el fluido desde el fondo hasta la superficie.
Con el objeto de dar a conocer la función que desempeñan en el proceso de
extracción de hidrocarburos, se describen brevemente a continuación
A. BOMBAS DE SUB-SUELO
Todas las bombas usadas hoy día en el bombeo mecánico convencional son de
desplazamiento positivo y movimiento reciprocante. Una bomba de sub-suelo
consta de 5 partes principales (Figura 2.1):
10
•Barril O Cámara (Fijo O Movible)
•Pistón O Émbolo (Movible O Fijo)
•Válvula Viajera Contenida En El Pistón
•Válvula Fija Contenida En El Sistema De Anclaje
• Sistema De Anclaje Inferior O Superior
Figura 2.1 Esquema Típico De Una Bomba De Subsuelo
Fuente: MANUAL DE PRODUCCIÓN (PAN AMERICAN ENERGY Unidad de
Gestión Golfo San Jorge)
B. LA SARTA DE VARILLAS
La sarta de varillas es una parte vital del sistema de bombeo mecánico ya que es
la que conecta los componentes de fondo con los de superficie. El
comportamiento de la sarta de varillas tiene un impacto directo en la eficiencia
del sistema y sus fallas ocasionan la total paralización del sistema de bombeo.
Por tanto, es indispensable un diseño apropiado de la sarta para asegurar la
continuidad de la operación y evitar pérdidas de producción y aumento de
costos
La sarta se construye conectando las varillas individuales una por una hasta la
profundidad deseada de la bomba
11
También se han comercializado las varillas continuas y huecas así como
también las de fibra de vidrio. Dos problemas graves de las varillas de acero son
su peso y su debilidad frente a los ataques por fluidos corrosivos. Las varillas se
fabrican en dos longitudes: 25 y 30’ mientras que los diámetros van desde 1/2”
hasta 1-1/8” con incrementos de 1/8”. Cada pieza se termina con roscas machos
en los extremos (pin) y luego se le coloca a uno de ellos un cuello (caja) para
ser conectados luego cuando se bajan al pozo.
C. TUBERÍA DE PRODUCCIÓN.
La tubería de producción se utiliza para conducir el fluido del pozo hasta la
superficie. Por las características de operación este elemento está solicitado por
diversos esfuerzos (tracción, presión interna, presión externa) y sujeto a
desgastes por rozamiento interior (varillas de bombeo) y exterior contra el
casing en las operaciones de pulling, o en bombeo cuando no está anclado.
Consecuentemente, su uso ha obligado a desarrollar diferentes tipos de aceros
así como también distintos tipos de uniones que han permitido trabajar a
mayores profundidades y presiones. Los tubing se fabrican en distintas
calidades según su resistencia, en aceros de grado J-55, C-75, N-80, P-105, P-
110 y de acuerdo a los requerimientos de las normas API 5A, 5 AC y 5 AX (el
grado del acero indica el límite de fluencia mínimo en miles de psi). Tabla 2.3
RESISTENCIA Y TORQUE DE LAS VARILLAS
Diámetro
(pulg)
Grado
Peso
(lbs/pie)
Limite
fluencia
(psi)
Presión
interna
(psi)
Presión
externa
(psi)
Resist.
Junta
(lbs)
Torque
(lbs*pie
)
2 7/8 J-55 6.5 55000 7260 5800 99660 1650
2 7/8 N-80 6.5 80000 10520 10570 144960 2300
3 ½ J-55 9.3 55000 6980 6560 142460 2280
2 3/8 J-55 4.7 55000 7700 7180 71730 1200
Tabla 2.2 Resistencia y Torque
FUENTE: Manual De Producción (PAN AMERICAN ENERGY Unidad de Gestión
Golfo San Jorge)
12
EQUIPO DE BOMBEO SUPERFICIAL.
La unidad de bombeo llamada balancín, caballito, pumping jack y últimamente
AIB (Aparato Individual de Bombeo) convierte el movimiento rotacional del
motor (eléctrico o de combustión interna) en movimiento recíproco vertical
requerido por la varillon pulido. Las dimensiones del equipo son función de la
profundidad del pozo, del volumen de petróleo que se desea producir y de las
condiciones del yacimiento.
Las unidades de bombeo han sido divididas por el grupo de palanca al cual
pertenecen en:
Convencionales o Clase I
Geometría avanzada o Clase III
Los Convencionales (Clase I) tienen el pivote entre la carga del pozo y la
generación de torque y “halan” a la barra pulida. Por su parte, los de Geometría
avanzada (Clase III) tienen la generación de torque entre el pivote y la carga del
pozo y “empujan” a la barra pulida.
MOTOR PRIMARIO.
Las unidades de bombeo son accionadas por motores eléctricos o motores de
combustión interna. Cada tipo tiene características que hacen más apropiables
dependiendo de las condiciones del campo y disponibilidad de energía.
La disponibilidad y economía de las fuentes de poder determinan que los motores
de combustión interna que en adelante llamaremos solo motores, sean
seleccionados para mover unidades de bombeo, básicamente estos motores se
dividen en 2 grupos: de baja velocidad y alta velocidad.
Los motores de baja velocidad son aquellos que tienen uno o dos cilindros, los
cuáles generalmente tienen una velocidad de + 750 Rev. /min en el cigüeñal.
Motores de alta velocidad son multicilíndricos (usualmente de 4 ó 6 cilindros) y las
velocidades varían de 752 a no más de 2000 Rev. /min.
Generalmente, los motores de alta velocidad tienen menos torque por unidad de
caballaje que los motores de baja velocidad, por ello los motores de alta velocidad
experimentarán mayor variación de la velocidad en cargas cíclicas de una unidad de
bombeo, los rangos de variación es hasta el 35%, que es un beneficio para el
sistema.
13
Figura 2.2 Equipo de bombeo superficial
Fuente: MUÑOZ, Álvaro y TORRES, Edgar. Evaluación técnica de las estrategias de
levantamiento artificial implementadas en campos maduros.UIS. Tesis de grado. 2007
14
VENTAJAS Y DESVENTAJAS
Ventajas
Confiabilidad y bajo mantenimiento.
Alto conocimiento en todas las aplicaciones (Crudos pesados y livianos).
Facilidad para ajustar la tasa en superficie.
Permite alcanzar un alto grado de depleción.
Varias alternativas para la fuente de poder (motor diesel o eléctrico).
Operación, análisis sencillos y fácil reparación técnica.
Tolera altas temperaturas.
Facilidad para el intercambio de unidades entre pozos.
Aplicable a huecos estrechos y completamiento múltiples.
Permite el levantamiento de crudos con viscosidades relativamente altas.
Fácil aplicación de tratamientos contra la corrosión y la formación de escamas.
Disponibilidad de diferentes tamaños de unidades.
Desventajas
Los caudales que permite bombear son relativamente bajos.
Requieren de gran espacio en superficie, siendo poco recomendable en
plataformas costa afuera y en locaciones urbanas.
Presenta mayor desgaste de las varillas en pozos desviados.
Problemas de fricción en pozos tortuosos.
Baja tolerancia a la producción de sólidos.
Limitado por la profundidad.
Baja eficiencia volumétrica en pozos con alta producción de gas.
Susceptible a la formación de parafinas.
El tubing no puede ser recubierto internamente para protegerlo contra la
corrosión.
Poca resistencia al contenido de H2S
2.2.3.2 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL PLUNGER LIFT
Durante la vida inicial de un pozo, el gas y los líquidos fluyen libremente a la
superficie, pero el flujo estable no permanece todo el tiempo, al disminuir el
15
flujo los líquidos y gases comienzan a adherirse a las paredes de la tubería de
producción y resbalarse acumulándose en el interior del fondo del pozo.
Con el resbalamiento continuo del líquido comienzan a formarse tapones de
líquidos, que cuando ascienden a la superficie, hasta un 75% puede caer al
fondo del pozo empeorando la situación, cuando más fluido se acumula en el
fondo menor es el caudal de producción, los tapones de fluido crecen de
tamaño y el volumen de fluido que cae al fondo es aún mayor, por lo que sin
intervención alguna, la columna de fluido será tan pesada que no subirá y la
producción del pozo se detiene. Cuando esto ocurre, el levantamiento artificial
es necesario para eliminar los líquidos y prolongar la vida útil del pozo.
El Sistema de Extracción de Petróleo Plunger Lift, método rentable, bajo costo
inicial, poco mantenimiento, y el no requerir una fuente externa de energía en
la mayoría de los casos, es la alternativa eficiente para incrementar y optimizar
la producción en los pozos de petróleo y gas que tienen características de flujo
marginal. Figura 2.3
Figura 2.3 Esquema Típico De Una Instalación Plunger Lift
Elaborado por: Luis Miguel Reyes
16
Sus principales aplicaciones están en:
Eliminación de líquidos en pozos de gas y reduce el retroceso del fluido.
Pozos con alta relación gas – petróleo.
Controla los problemas de hidratos y parafinas dentro del pozo.
Despeja la tubería, manteniendo el pozo en producción.
Aumentar el Rendimiento de Pozos de Producción Intermitente por Gas.
Prolonga la vida productiva de pozos marginales.
Trabaja bien en tubing estándar y de gran diámetro
Puede ser utilizado en pozos desviados
Puede ser usado hasta el abandono del pozo
Bajo costo de adquisición, instalación, y cambio,
Bajo mantenimiento (Resorte de fondo y Pistón),
Puede ser automatizado para ajustarse a los cambios de condiciones del pozo
Los sistemas automatizados ahorran tiempo del operador
El principio del sistema Plunger Lift se sustenta en utilizar básicamente un émbolo o
pistón viajero que actúa como acoplamiento mecánico entre el gas de formación y
los líquidos producidos, aumentando en gran manera la eficiencia del pozo.
Una instalación típica de Plunger Lift consiste de un mecanismo lubricador y de
retención (cátcher) en superficie, un amortiguador de resorte en el fondo, el émbolo
o pistón viajero, y un controlador electrónico (tiempo y/o presión), y la válvula
motora con la capacidad de abrir o cerrar la línea de flujo.
La operación del sistema se inicia cuando el controlador comanda la válvula de
diafragma de la línea de flujo, para controlar el desplazamiento del émbolo. Se
cierra la línea de flujo del pozo y el émbolo baja hasta el fondo de la tubería de
producción a través de la columna de fluido, después de cerrar el pozo se produce la
acumulación del gas de formación en el espacio anular de la tubería de
revestimiento mediante la separación natural. El espacio anular actúa primeramente
como un depósito para el almacenamiento de este gas.
Después de que la presión aumenta hasta cierto valor en la tubería de revestimiento,
el controlador abre la válvula motora de línea de flujo, la rápida trasferencia del gas
de la tubería de revestimiento a la tubería de producción, además del gas de la
tubería crea una velocidad instantánea alta que causa una baja de presión a través del
17
émbolo y el líquido. De inmediato el pistón empieza su carrera de ascenso hasta la
superficie con todos los líquidos en la tubería de producción en su parte superior,
con mínimo resbalamiento de líquido (sin este acoplamiento mecánico, solo se
podría recuperar una porción de los líquidos). Ya en superficie el controlador
detecta la llegada del émbolo, y le permite al pozo fluir un tiempo adicional;
después de cierto tiempo el controlador cierra la válvula motora y el émbolo vuelve
a caer. Este ciclo se repite automáticamente varias veces por día. Figura 2.4
El Plunger Lift es un sistema de extracción el cual, en su versión autónoma,
aprovecha la energía propia del yacimiento para producir petróleo y gas. Cuando no
se dispone en el pozo productor, de la energía suficiente para llevar los fluidos
hasta la superficie, se puede utilizar una fuente de energía exterior, generalmente
gas a presión, está última aplicación se conoce como versión asistida del Plunger
Figura 2.4 Esquema de un ciclo con plunger lift
Fuente: Pan American Energy. 2001Aplicación de los diferentes tipos de plunger lift.
18
Equipo de superficie
Controlador
Puede ser de diferentes tipos. La tarea principal es abrir o cerrar la válvula maestra.
Esto permite el control de las presiones del pozo y la remoción efectiva del fluido.
Válvula Maestra
Son válvulas de operación neumática que se utilizan para controlar la producción y la
inyección (en los pozos asistidos) y son operadas por el controlador. Como accesorios
de las válvulas se incluye un conjunto de separación y regulación para que el gas de
instrumentos tenga la calidad y presión adecuada.
Lubricador
Es el elemento que amortigua la llegada del pistón a superficie. Consiste básicamente
de un resorte, una placa de tope y una tapa removible para la inspección del resorte.
Normalmente lleva incorporado un sensor de arribos de pistón y un “catcher” de bola o
leva con resorte, que atrapa el pistón para su cambio o por necesidad operativa. Se
instala directamente sobre la válvula maestra.
Pistón
Es el dispositivo que viaja libremente desde el fondo del pozo hasta la superficie, el
cual forma una interface mecánica entre la fase de gas y la fase de fluido en el pozo.
Existen varios tipos de pistón, que operan con el mismo principio básico. Las
variaciones van dirigidas a la eficiencia del sello y la fricción. Normalmente cada
pistón tiene ciertas ventajas en una situación dada. La función principal del pistón no es
formar un sello hidráulico, sino una gran burbuja o bolsa de gas que empuja el colchón
de líquido
Equipo de subsuelo
El ensamble de fondo consiste de un accesorio de tope y resorte. Su función es la de
proporcionar un amortiguador en el extremo inferior del viaje del pistón. Las
combinaciones dependen del tipo de tubería y el sistema mecánico de conexión del
pozo. Está conformado por:
19
o Resorte de Fondo (Bumper Spring): Este resorte va sobre el tope o cámara de
válvula fija para actuar como amortiguador cuando el pistón llega al fondo. Cuenta
con un cuello de pesca para su recuperación con equipo de wireline.
o Tope de Fondo.: Es el tope para el resorte, el cual puede ser cualquiera de los tres
elementos siguientes:
o Tope collar (Collar Lock): Este dispositivo llega al espacio creado por las uniones
de la tubería en el collar. Se instala y se recupera con equipo de wireline.
o Tope de la tubería (Tubing Stop): Este tope con asiento ajustable permite instalarlo
en el fondo del tubing a la profundidad que el operador requiera. Puede ser
colocado y retirado del tubing con equipo de wireline.
o Válvula de pie (standing valve): Esta es una válvula fija de bomba normal con un
cuello de pesca en un extremo para recuperarlo con equipo de wireline. Cuenta con
anillo “NO GO” que llega a un niple de asiento de bomba normal.
2.2.3.3 PRODUCCIÓN POR PISTONEO (SWAB)
Es una técnica tipo pistón, que consiste en levantar una columna de fluido
(petróleo, agua, o petróleo con agua), a través del interior de la tubería de
producción o tubería de revestimiento (casing), desde una profundidad
determinada hasta superficie, utilizando un cable de acero enrollado a un tambor o
winche de equipo de servicio de Pozos. Figura 2.5
Figura 2.5 Unidad De Swab
Elaborado por: Luis Miguel Reyes
20
¿POR QUÉ SE SUABEA UN POZO?
Se suabea un pozo para: Evaluar Formaciones de un Pozo Nuevo o de
reacondicionamiento, o para producir pozos cuyo aporte de fluidos al pozo en
mínimo.
1. Suabear a seco y sacar muestras de los fluidos extraídos para determinar la
gravedad API, viscosidades a diferentes temperaturas, gravedad específica del
agua de formación, salinidad del agua, etc.
2. Extraer petróleo con fines de producción.
3. Aligerar o aliviar la comuna de fluido para que el pozo empiece a fluir con energía
propia del reservorio.
4. Extraer fluidos contaminados con arena de formación, de fracturamiento de pozos
con instalaciones de bombeo mecánico.
5. Evaluar pozos de baja energía, que han sido temporalmente abandonados, por:
Pozos totalmente depletados, Alta producción de agua, Alta producción de gas.
Partes de la unidad de Swab y componentes:
Está formado por todos los componentes y accesorios que se utilizan durante la
realización de la operación de pistoneo. Estos componentes y accesorios se pueden
clasificar como: de superficie y de subsuelo. Figura 2.6
De superficie.
Tractor y estructura
Lubricador hidráulico o economizador.
Tubo lubricador.
Árbol de pistoneo.
Bomba hidráulica manual.
Guiador de cable.
De subsuelo.
Cable.
Guardacabo.
Unión giratoria.
Varillón.
21
Zapato.
Mandril.
Copa de swab.
Válvula de retención (check)
VENTAJAS Y DESVENTAJAS
VENTAJAS
TUBING SWAB
Cuando el casing presenta obstrucciones: colapso, anillos de carbonato,
presencia de parafina suave o dura.
Operación menos riesgosa, en caso de un posible problema de agarre del
conjunto se saca la tubería, se recupera el conjunto y se reinstala la tubería
CASING SWAB
Extraer rápidamente el volumen de fluido del pozo, principalmente el
petróleo.
No necesita la instalación de tubing de producción de 2 3/8” o 2 7/8”
DESVENTAJAS
TUBING SWAB
Bajar tubería para evaluar el pozo, en consecuencia representa un gasto
adicional.
El tiempo de extracción del fluido es mayor que el casing swab.
CASING SWAB
o No se puede suabear, sí el casing presenta algún tipo de obstrucción o
rotura.
o Es una operación riesgosa, sí el conjunto tuviera algún problema de agarre,
existe el riesgo de comprometer el pozo; recuperar la herramienta trae
mucho perjuicio económico para vuestra empresa, por esta razón se debe
trabajar con mayor cuidado.
22
Figura 2.6 Partes De La Unidad De Swab
2.2.3.4 MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO POR GAS LIFT
CONCEPTOS
El Levantamiento Artificial por Gas, es un método mediante el cual se inyecta gas
a alta presión en la columna de fluidos para su levantamiento desde el subsuelo
hasta la superficie. Además que es uno de los métodos más utilizados a nivel
mundial para el levantamiento de la producción en pozos petroleros.
Conceptualmente es muy sencillo ya que en su versión de flujo continuo es
similar al método de producción por flujo natural con la diferencia que la relación
gas-líquido la columna de fluidos es alterada mediante la inyección de gas
comprimido.
El gas disminuye el peso de la columna de tal forma que la energía del yacimiento
resultará suficiente para levantar la producción hasta la superficie. Es necesario
inyectar el gas lo más profundo posible para reducir sustancialmente el peso de la
columna e inyectar la tasa de gas adecuada para que la fricción de la corriente
multifásica no anule la reducción de peso.
23
Adicionalmente para optimar la distribución de gas entre los pozos asociados al
sistema es necesario utilizar algoritmos que permitan levantar la mayor cantidad
de petróleo posible, ya que la presencia de agua atenta contra la rentabilidad del
método puesto que esta es normalmente más pesada que el petróleo y no posee
gas en solución para asistir al levantamiento de los fluidos.
Tipos de Levantamiento Artificial por Gas (LAG)
Existen dos tipos básicos de levantamiento artificial por gas:
LAG Continuo: En este método un volumen continuo de gas a alta presión es
inyectado dentro de la tubería de producción para aligerar la columna de fluidos
hasta obtener una diferencial de presión suficiente a través de la cara de la
formación y de este modo permitir fluir al pozo a un gasto deseado. Esto se logra
mediante una válvula de flujo, la cual permite un posible punto de inyección
profundo de presión disponible y una válvula para regular el gas inyectado desde
la superficie.
LAG Intermitente: En este método consiste en inyectar un volumen de gas, a
alta presión por el espacio anular hacia la T.P. en forma cíclica, es decir,
periódicamente inyectar un determinado volumen de gas por medio de un
regulador, un interruptor o ambos. De igual manera, en este sistema se emplea una
válvula insertada en la T.P. a través de la cual, el gas de inyección pasará del
espacio anular a la T.P. para levantar los fluidos a la superficie y un controlador
superficial cíclico de tiempo en la superficie. Después de que la válvula cierra, la
formación continua aportando fluido al pozo, hasta alcanzar un determinado
volumen de aceite con el que se inicie otro ciclo; dicho ciclo es regulado para que
coincida con el gasto de llenado del fluido de formación al pozo. Este sistema se
recomienda para pozos con las características siguientes:
a) Alto índice de productividad ( > 0.5 bl/d!a/lb/pg2) y bajas presiones de fondo
(columna hidrostática ≤ 30% profundidad del pozo)
b) Bajo índice de productividad ( < 0.5 bl/d!a/lb/pg2) con bajas presiones de
fondo.
En la siguiente figura los dos tipos básicos de LAG:
24
Figura 2.7 Sistemas de Gas Lift
Rangos de Aplicación.-
El levantamiento artificial por gas se aplica preferentemente en pozos que producen
crudo liviano - mediano. En la siguiente tabla se muestran los rangos de aplicación
en el método de levantamiento artificial por gas continuo e intermitente.
CONTINUO o INTERMITENTE
Rangos de aplicación continuo e intermitente.-
25
Deslizamiento y fricción.-
La tabla que se muestra a continuación fue presentada por K. Brown para establecer
las tasas máximas y mínimas que bajo condiciones de flujo continuo vertical
pueden ser transportadas eficientemente en diferentes tamaños tuberías de
producción, los cálculos fueron realizados considerando una RGL de 2000 pcn/bn.
Para tasas mayores a la máxima se perderá mucha energía por fricción y menores a
la mínima se desestabilizará el flujo continuo por deslizamiento de la fase líquida.
¿LAG Continuo ó Intermitente?
En pozos de baja tasa de producción es difícil mantener condiciones de flujo
continuo en la tubería ya que la baja velocidad de ascenso de la fase líquida
favorece la aparición del fenómeno de deslizamiento. Este fenómeno
desestabilizaría el comportamiento del pozo y para minimizarlo ó eliminarlo se
requiere aumentar sustancialmente la tasa de inyección de gas, por ejemplo,
inyectar entre 500 a 800 Mpcnd para levantar solamente de 50 a 100 bpd.
Una manera de reducir el consumo de gas de levantamiento es detener la inyección
de gas para darle chance al yacimiento de aportar un tapón de líquido por encima
de la válvula operadora y luego inyectar rápidamente solo el gas requerido para
desplazar el tapón hasta la superficie, la frecuencia de los ciclos de inyección
dependerá del tiempo requerido para que la formación aporte un nuevo tapón de
líquido a la tubería de producción.
Este tipo de LAG reduciría sustancialmente el consumo diario de gas de
levantamiento, por lo general, se reduce a la mitad o a las dos terceras partes de lo
que se consumiría diariamente en un levantamiento continuo ineficiente.
Obviamente si el aporte de gas de la formación es alto, probablemente sea mejor
producir en forma continua ya que el gas de levantamiento requerido será bajo.
En los pozos donde ambos tipos de LAG produzcan aproximadamente la misma
tasa con similar consumo de gas se recomienda el uso del LAG- Continuo ya que
requiere de menor supervisión, control y seguimiento.
26
Levantamiento artificial por gas continuo.-
En este tipo de levantamiento artificial se inyecta una tasa diaria de gas en forma
continua lo más profundo posible en la columna de fluido a través de una válvula
en el subsuelo, con el propósito de disminuir la presión fluyente en el fondo del
pozo aumentando el diferencial de presión a través del área de drenaje para que la
formación productora aumente la tasa de producción que entrega al pozo.
Mecanismos de levantamiento.-
En el levantamiento artificial por gas continuo los mecanismos de levantamiento
involucrados son:
o Reducción de la densidad del fluido y del peso de la columna lo que aumenta el
diferencial de presión aplicado al área de drenaje del yacimiento.
o Expansión del gas inyectado la cual empuja a la fase líquida.
o Desplazamiento de tapones de líquido por grandes burbujas de gas
Eficiencia del LAG continuo.-
La eficiencia de levantamiento a nivel de pozo se mide por el consumo de gas
requerido para producir cada barril normal de petróleo, la eficiencia aumenta en la
medida que se inyecta por el punto más profundo posible la tasa de gas adecuada,
de acuerdo al comportamiento de producción del pozo.
Máxima profundidad de inyección.-
La válvula operadora se debe colocar a la máxima profundidad operacionalmente
posible, la cual está a dos ó tres tubos por encima de la empacadura superior.
Cuando se dispone de suficiente presión en el sistema para vencer el peso de la
columna estática de líquido que se encuentra inicialmente sobre la válvula
operadora se coloca una válvula a la mencionada profundidad, sin necesidad de
utilizar válvulas que descarguen previamente el líquido utilizado para controlar al
pozo.En caso contrario se deben utilizar varias válvulas por encima de la operadora
conocidas con el nombre de válvulas de descarga, ya que ellas descargaran por
etapas el líquido que se encuentra por encima de la válvula operadora. Un
espaciamiento correcto de estas válvulas y adecuada selección de las mismas
permitirán descubrir la válvula operadora para inyectar así el gas por el punto más
profundo posible.
27
Caudal de inyección para pozos con IPR conocida.-
Cuando se conoce el comportamiento de afluencia de la formación productora se
debe utilizar un simulador de análisis nodal que permita cuantificar el impacto de la
tasa de inyección de gas sobre la tasa de producción del pozo. La representación
gráfica de la tasa de producción en función de la tasa de inyección de gas recibe el
nombre de Curva de Rendimiento del pozo de LAG continuo.
Control de la inyección.-
Para el LAG continuo la tasa de inyección diaria de gas se controla con una válvula
ajustable en la superficie, la presión aguas arriba será la presión del sistema ó
múltiple, mientras que la presión aguas abajo dependerá del tipo de válvulas
utilizadas como operadora en el pozo y de la tasa de inyección de gas suministrada
Subtipos de LAG continuo.-
Existen dos subtipos de LAG continuo: tubular y anular:
o LAG continuo tubular: en este tipo de LAG continuo se inyecta gas por el
espacio anular existente entre la tubería de producción y la tubería de
revestimiento, y se levanta conjuntamente con los fluidos aportados por el
yacimiento a través de la tubería de producción.
o LAG continuo anular: en este tipo de LAG continuo se inyecta gas por la
tubería de producción y se levanta conjuntamente con los fluidos aportados por
el yacimiento a través del espacio anular antes mencionado.
Figura 2.8 Gas Lift Continuo
28
o Uso de tuberías enrolladas (“Coiled tubing”).-
Existe una variante de este tipo de LAG continuo donde se inyecta el gas por una
tubería enrollable introducida en la tubería de producción y se produce por el
espacio anular existente entre la tubería de producción y el “Coiled tubing”. Esta
variante se utiliza cuando se desea reducir el área expuesta a flujo y producir en
forma continua sin deslizamiento, o cuando por una razón operacional no se pueden
usar las válvulas de levantamiento instaladas en la tubería de producción.
Levantamiento artificial por gas intermitente.-
El Levantamiento artificial por gas intermitente consiste en inyectar cíclica e
instantáneamente un alto volumen de gas comprimido en la tubería de producción
con el propósito de desplazar, hasta la superficie, el tapón de líquido que aporta el
yacimiento por encima del punto de inyección. Una vez levantado dicho tapón cesa
la inyección para permitir la reducción de la presión en el fondo del pozo y con ello
el aporte de un nuevo tapón de líquido para luego repetirse el ciclo de inyección.
Mecanismos de levantamiento.-
En el levantamiento artificial por gas intermitente los mecanismos de levantamiento
involucrados son:
o Desplazamiento ascendente de tapones de líquido por la inyección de grandes
caudales instantáneos de gas por debajo del tapón de líquido.
o Expansión del gas inyectado la cual empuja al tapón de líquido en el
levantamiento artificial por gas intermitente.
La siguiente figura ilustra el ciclo de levantamiento con gas en flujo intermitente:
Figura 2.9 Gas Lift Intermitente
29
Ciclo de levantamiento intermitente.-
a) Influjo.- Es el lapso de tiempo transcurrido entre dos arribos consecutivos del
tapón de líquido a la superficie. Inicialmente la válvula operadora está cerrada, la
válvula de retención en el fondo del pozo se encuentra abierta permitiendo al
yacimiento aportar fluido hacia la tubería de producción. El tiempo requerido para
que se restaure en la tubería de producción el tamaño de tapón adecuado depende
fuertemente del índice de productividad del pozo, de la energía de la formación
productora y del diámetro de la tubería.
b) Levantamiento.- Una vez restaurado el tapón de líquido, la presión del gas en el
anular debe alcanzar a nivel de la válvula operadora, el valor de la presión de
apertura (Pod) iniciándose el ciclo de inyección de gas en la tubería de producción
para desplazar al tapón de líquido en contra de la gravedad, parte del líquido se
queda rezagado en las paredes de la tubería (“liquid fallback”) y cuando el tapón
llega a la superficie, la alta velocidad del mismo provoca un aumento brusco de la
Pwh.
c) Estabilización.- Al cerrar la válvula operadora por la disminución de presión en
el anular el gas remanente en la tubería se descomprime progresivamente
permitiendo la entrada de los fluidos del yacimiento hacia el pozo nuevamente.
Eficiencia del LAG intermitente.-
La eficiencia de levantamiento intermitente al igual que en el continuo se mide por
el consumo de gas requerido para producir cada barril normal de petróleo, la
eficiencia aumenta en la medida que se elige una frecuencia de ciclos que maximice
la producción diaria de petróleo y se utilice la cantidad de gas por ciclo necesaria
para un levantamiento eficiente del tapón de líquido.
Máxima profundidad de inyección.-
La válvula operadora se debe colocar a la máxima profundidad operacionalmente
posible la cual está a dos ó tres tubos por encima de la empacadura superior. Por lo
general en este tipo de LAG no se requieren válvulas de descarga ya que la energía
del yacimiento es baja y el nivel estático se encuentra cerca del fondo del pozo.
Tasa de inyección de gas adecuada.-
El volumen de gas de levantamiento que se suministra a la tubería de producción
durante el período de inyección es aproximadamente el requerido para llenar dicha
30
tubería con el gas comprimido proveniente del anular. El consumo diario será el
volumen anterior multiplicado por el número de tapones que serán levantados al
día.
Las restricciones en la superficie juegan un papel muy importante en el volumen de
gas requerido por ciclo.
Control de la inyección.-
Para el LAG intermitente la tasa de inyección diaria de gas se controla con una
válvula ajustable en la superficie conjuntamente con una válvula especial (piloto)
en el subsuelo o con un controlador de ciclos de inyección en la superficie
31
CAPÍTULO III
3 APLICACIÓN DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR
GAS LIFT INTERMITENTE
3.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS YACIMIENTOS DEL NOR-OESTE
La cuenca Talara está ubicada en la parte nor oeste del Perú a 1250 Km de la
ciudad de Lima. Su extensión es de 15,000 Km2. De los cuales un tercio se
encuentra costa adentro (Onshore).
Está definida como una cuenca de ante arco, limitada por el norte con el
levantamiento estructural de Zorritos, por el este con el levantamiento de la cadena
montañosa de Los Amotapes, por el oeste con la zona de subducción y la placa
sudamericana.
Por su posición geográfica es una cuenca que se caracteriza por tener una
complejidad estratigráfica-estructural que hace que los reservorios sean fuertemente
compartimentalizados. Tiene un relleno de 24,000 ft, de rocas sedimentarias que
van desde el Paleozoico hasta el Plioceno, caracterizándose por ser una cuenca
multireservorio, encontrándose los reservorios en el Periodo Eoceno: Basal Salina,
San Cristóbal, Mogollón, Ostrea, Echino, Arenas Talara. Estos reservorios pueden
encontrarse duplicados y triplicados por el efecto de las numerosas fallas inversas
existentes, principalmente en la zona de la costa.
La cuenca talara es una cuenca que cubre aproximadamente 67 millones de acres a
lo largo de la costa Oeste de Sur América, donde el ancho de la costera peruana es
de cerca de 130 Km. Grossling (1976) menciona que las áreas potencialmente
prospectivas para petróleo y gas son de 1,000,000 Km2 en la zona Onshore y cerca
de 24,000 Km2 en la zona Offshore, lo cual incluye el sistema Petrolífero Cretáceo
– Terciario y la cuenca Cretáceo – Paleógeno.
32
Figura 3.1 Estratigrafía de la cuenca Talara
Adaptado de : Debra Higley. The Talara Basin Province of Northwestern Perú:
Cretaceous Tertiary Total Petroleum System, US. Geological Survey Bulletin 2206-
A, 2004
3.1.1 HISTORIA DEPOSICIONAL Y ESTRUCTURAL
En la cuenca Talara los movimientos tectónicos originados durante el Paleozoico
(Higley, 2004) establecieron el marco geológico que influyo en los posteriores
patrones estructurales y deposicionales (Zúñiga-Rivero et al1998b). La posición,
forma y tamaño de las cuencas Offshore incluyendo la cuenca Talara, son
controlados por la actividad tectónica inicial del cretáceo e involucra estratos del
33
Paleozoico y Mesozoico; que afectó a la región y la dividió en una serie de áreas de
sedimentación limitadas.
La cuenca Talara se originó por actividad tectónica en el Paleógeno. La cuenca
estratigráfica de la cuenca Talara, es principalmente el Eoceno, que tiene un
espesor de más de 8,500 m. Que sobreyace a más de 1,500 m, del Paleoceno y un
espesor aproximadamente 2,045 m. Del Cretáceo (Zúñiga-Rivero et al.-1998).
Basado en el examen de daros de sísmica, Pozos, aerogravimetria y gravedad, la
creación de la cuenca Talara en la edad Paleoceno y Eoceno, resulto de Dos
eventos (1) Subducción de la Placa Nazca bajo la Cordillera de Sudamérica y de (2)
eventos deposicionales relacionados a tectónica transtensional y extensional (Raez
Lurquin, 1999).
El fallamiento normal es un importante aspecto del estilo estructural de la Cuenca
Talara, así como las fallas de bajo ángulo y de grandes fallas verticales
transcurrentes (Zúñiga-Rivero et al 1998). Bianchi (2002) mapeo fallas en el área
Offshore (Campo Litoral), donde se observa que las fallas tienen una orientación
Norte Sur. Los datos de sísmica y de subsuelo indican que el fallamiento es más
intenso en la parte Este (Onshore) y disminuye en dirección al mar (Zúñiga-Rivero
et al. 1998ª).
El gráfico siguiente muestra el complejo fallamiento en una sección transversal
norte-sur. El movimiento de las fallas durante la época de deposición y erosión
resultaron en formaciones de espesor variable a través de la cuenca
Figura 3.2 sección transversal mostrando el grado de fallamiento
Adaptado de : Debra Higley. The Talara Basin Province of Northwestern Perú:
Cretaceous Tertiary Total Petroleum System, US. Geological Survey Bulletin
2206-A, 2004
34
3.1.2 POTENCIAL DE RESERVAS
La Cuenca Talara ha producido más de 1,680 millones de barriles y 1.95 TCF de
gas (Petroconsultants, 1996); habiendo los pozos Offshore acumulado más de 285
MMBO. La producción actual de los campos Offshore es de aproximadamente
14,000 barriles de petróleo por día y la parte Onshore de 20,000 barriles de petróleo
por día.
De acuerdo a la división considerada por Petroconsultants (Petroconsultants, 1996),
en la cuenca se tiene 42 campos de petróleo y gas y se estima un recuperable de
estos campos del orden de 2,900 millones de barriles de petróleo equivalente
(BOE).
Petroconsultants (Petroconsultants, 1996), ha efectuado una recopilación de los
datos de la Cuenca Talara y ha efectuado un proceso estadístico logrando la data
tabulada en la Tabla N° 1, la cual se muestra a continuación.
Tabla 3.1
Estadística de los campos de petróleo y gas cuenca Talara
Campos
Petróleo
Campos
Gas
Numero de campos de petróleo 26
Numero de campos de petróleo y gas y campos de
gas
13 3
Campos con más de 1MMBOE de acumulado 9 0
Producción acumulada de petróleo (MMBls) 1,685 0
Producción acumulada de gas, BCF 1,950 0
GOR promedio (CF/BL) 69-4,574
Saturación promedia de agua, % 42
Rango de saturación de agua, % 30-55
Gravedad API promedia 31.8
Rango de gravedad API 16-41
Azufre promedio en los petróleos, % 0.06
Espesor neto baleado, promedio, pies 98 56
Máximo espesor neto baleado, pies 800 66
Promedio de profundidad perforada, pies 4,900 9,460
Máxima profundidad perforada, pies 8,430 10,840
Rango de profundidad de agua, pies 325-70 115-220
Rango de porosidad, % 15-25
Rango de permeabilidad, md 20-1,000
Fuente: Petroconsultants, 1996
35
Zúñiga–Rivero (Zúñiga–Rivero et al., 1998ª, 1998b) anotaron producciones
acumuladas de 1, 600 millones de barriles de crudo liviano y estimaron 3.5 TCF de
gas asociado, principalmente en la parte norte y central del Onshore; este estimado
incluye pozos del offshore poco profundo (encima de 370-ft de profundidad de
agua) que tienen una producción acumulada de cerca de 280 MMBIs de crudo
liviano y 7000 BCF de gas. Zúñiga-Rivero estima que la recuperación final de
reserves y recursos son mayores a 2,000 millones de barriles de petróleo y 25 TCF
para el offshore de la Cuenca Talara.
Gonzáles y Alarcón (2002) estimaron el volumen de hidrocarburos generados,
migrados, atrapados y recuperables para la Cuenca Talara. Las rocas fuentes
utilizadas en su análisis fueron lutitas y calizas de la formación Redondo Cretáceo.
Las características de la formación Redondo en el área de generación de
hidrocarburos que consideraron para su modelo fueron: un espesor de 473m,
densidad específica del grano de 2.525g/cm3, 1.4% de carbón orgánico total
(TOC), reflectancia a la vitrinita (Ro) de 1.11%, un índice de hidrógeno de 91, y
1,625 ppm de hidrocarburos extractados. Gonzáles y Alarcón (2002) publicaron que
existe un volumen remanente de hidrocarburos de 1,554 MMBIs de petróleo y 4.09
TCF en el offshore (70%) y 666 MMBIs de petróleo y 1.75 TCF de gas en el
onshore (30%).
La USGS de los Estados Unidos, estimaron un promedio de petróleo, gas y líquidos
del gas natural recuperables como recursos de campos no descubiertos (no
desarrollo) para la Cuenca Talara, lo cual resultó en 1,711 MMBIs de petróleo, 4.79
TCF de gas, y 254 MMBIs de Líquidos del Gas Natural. El tamaño mínimo de los
campos usados en el análisis fue de 1 MMBIs, ó 6 BCF. Los resultados de la
evaluación de la USGS se muestran a continuación en la tabla siguiente, sobre la
base de estimaciones estadísticas y probabilísticas para niveles de 95% de
probabilidad (F95), 50% de probabilidad y 5% de probabilidad, e incluye una
estimación de los líquidos del gas natural.
36
Tabla 3.2
Resultados devaluación. Estimado de reservas cuenca Talara-por USGS.
Recurso No Descubierto
F95 F50 F5 Media
PETROLEO (MMBIs)
Campos de Petróleo 484 1,625 3,214 1,711
GAS (BCF)
Campos de Petróleo 719 2,517 5,504 2, 739
Campos de Gas 523 1, 887 4,133 2,057
SUB-TOTAL 1,243 4,404 9,637 4,795
LIQUIDOS DEL GN
(MMBIs)
Campos de Petróleo 40 147 347 154
Campos de Gas 21 81 192 90
SUB-TOTAL 61 228 539 254
3.1.3 CARACTERISTICAS GEOLOGICAS
Grosso, Marchal y Daudt (2005) mencionan que e4l basamento, productivo del área,
está compuesto por una serie de rocas Paleozoicas metamorfizadas en diferentes
grados. Sobre este basamento se pueden desarrollar tanto unidades Terciarias como
unidades Cretácicas. No se tiene identificado depósitos Triásicos o Jurásicos. El
espesor total de la columna sedimentaria es de unos 12,500 pies.
La sedimentación terciaria está representada por un relleno predominante continental
(fluvial) a transicional (deltas/marino somero) que culmina con una abrupta
subsidencia ocurrida en el Eoceno medio (Gráfico 3.3 ). Este evento regional, de
carácter tectónico, causa el establecimiento de condiciones de aguas profundas donde
sistemas turbidíticos de alta frecuencia representan los más prospectivos plays para
hidrocarburos
37
Figura 3.3 Columna Estratigráfica generalizada de la cuenca Talara
3.1.4 CARACTERISTICAS ESTRUCTURALES
La alta complejidad estructural del Noroeste está relacionada al tipo de ambiente
tectónico de la Cuenca Talara, una cuenca tipo forearc con diferentes y variados
procesos y etapas evolutivas. Con esto, el resultado que se observa hoy es un área
intensamente compartimentalizada por fallamientos de diferentes magnitudes e
historia genética. Estas configuraciones de carácter estructural son las que primero
definen los bloques prospectivos para hidrocarburos.
Los reservorios, presentan complejos arreglos depositacionales y estratigráficos,
debido a la región existente entre los procesos sedimentarios y los biogenéticos. El
resultado final son reservorios con características permo-porosas regulares a
pobres, con variada distribución de estas propiedades internamente dentro de los
bloques.
La cuenca de Talara muestra una compleja historia tectónica asociada a la cercanía
con la zona de subducción ubicada en un antearco entre las placas de Nazca y
Sudamericana durante el Terciario.
Grosso, Marchal y Daudt (2005) informan que en la costa del Lote X, entre Peña
Negra y Órganos Norte, las principales fallas profundas son directas y de rumbo
38
NE-SO buzando al NO. Al Sur de Peña Negra, frente al bajo de Siches y Carrizo,
las fallas directas se orientan ENE-OSO. Estas fallas directas mayores afectan el
Paleozoico hasta el Eoceno.
Para los niveles superiores también se observan fallamientos similares con el
mismo esquema de rumbos. Estas fallas han compartimentalizado los reservorios,
separándolos en bloques productivos limitados por fallas mayores con orientación
NE-SO y ENE-SO. Estas fallas mayores controlaron la potente sedimentación
clástica desarrollada (espesores que superan los 12,500 pies). Entre los altos más
destacados se pueden citar el alto de Central, Taimán, Peña Negra, Chimenea,
Lobitos, La Brea, Negritos y Portachuelo; todos con prospectividad para petróleo.
Los principales bajos son las artesas de Siches, La Cruz, Talara y Lagunitos, los
cuales no tienen desarrollo petrolero hasta la fecha.
La alta complejidad estructural del área está caracterizada por la alternancia entre
las fases distensivas y compresivas, generando redes de fallas de diferentes tipos y
complejas relaciones. Esto es similar en las formaciones suprayacentes.
El sistema de cabalgamiento (fallas inversas con bajo buzamiento) se ha observado
dentro de la columna sedimentaria solamente desde el Eoceno inferior en la Fm.
Mogollón hasta el Eoceno Superior en la Fm. Chira (Seranne 1987ª, 1987b,
Delgado & Ardiles 1991, Marchal 2003).
Posiblemente exista un sistema transcurrente ubicado paralelo a la sierra de los
Amotapes y a la costa del Océano Pacífico relacionado con la mega fractura
Dolores-Guayaquil, ubicada al Norte del Lote X (Monges 1991).
3.1.5 CARACTERISTICAS DE LOS RESERVORIOS
Ortega et al., manifiesta que los principales reservorios desarrollados en el área son
rocas silico-clasticas de edad eocénica de mecanismo gas en solución, baja
porosidad, muy baja permeabilidad (0.1 a 15 milidarcys) y de muy alta complejidad
estructural y estratigráfica. La recuperación primaria representa aproximadamente
15% del OOIP.
La mayoría de los reservorios presenta una alta depletacion y muestran el 30% de la
presión original. De los pozos perforados son activos la mitad con una producción
promedio de 6 bopd.
Debido a su antigüedad y escasa información obtenida en su momento (Perfiles de
porosidad y cores) aproximadamente el 75% de los pozos no cuentan con dicha
39
información para objetivos profundos y 60% para objetivos intermedios o someros,
específicamente perfiles de porosidad, razón por la cual ha sido difícil obtener
parámetros de reservorios que inciden directamente para el cálculo de reservas y
caracterización de reservorios.
Hinostroza et al., resume las características de los reservorios del Noroeste, del
siguiente modo:
Las profundidades de los reservorios productivos están comprendidas entre 500
ft (Verdum) a 8000 ft (Amotape) en promedio.
Presentan alta complejidad estructural y estratigráfica.
El sistema de impulsión predominante en los reservorios es el de gas en
solución
Presenta bajos valores de porosidad y permeabilidad variando en el rango de 5
a 14% y 0.1 a 15 md respectivamente en sus distintos reservorios
Son fracturados hidráulicamente para ser puestos económicamente en
producción.
Producen de múltiples reservorios a la vez.
La gravedad del petróleo varía entre 25 y 42 ºAPI, siendo el promedio de 33
ºAPI.
La salinidad del agua varía entre 4 000 a 60 000 ppm.
Existen pozos activos, Inactivos, abandonados temporalmente (ATA) y
abandonados permanentemente (APA y DPA).
Los pozos fueron perforados a partir del año 1910, algunos con equipo de
percusión y completados con liners de diferentes diámetros.
El método de extracción en la mayoría de los casos se realiza con equipo de
bombeo mecánico, gas lift, plunger lift y swab.
Los pozos ubicados en la zona de inyección de agua presentan severos
problemas de formación de carbonatos, corrosión, colapso, pescado etc. de
difícil recuperación.
Se cuenta con muy poca información de perfiles, núcleos, presiones, ensayos
PVT, etc.
La baja productividad de pozos hace que los proyectos sean económicamente
marginales
40
Hay pozos que producen con altos GOR, después de su primera etapa de
producción.
SUMARIO PETROFISICO PROMEDIO DE LA CUENCA TALARA
FORMACION
Prof.
(pies)
Espesor
(pies)
Porosidad
ɸ (%)
Saturación
de agua
Sw (%)
Permeabilidad
K (md)
Verdum 950 150 14 45 10
AreniscasTalara 1200 70 12 50 0.25
Lut.Talara 1500 60 8 60 0.15
Echino 2100 80 14 50 0.6
Ostrea 4000 250 12 55 0.2
Mogollón 6000 220 6 47 0.15
San Cristóbal 8500 130 12 55 0.15
Basal Salina 7200 110 9 45 0.4
Amotape 7000 150 8 55 1
Tabla 3.3 Características Petrofísicas Promedio de los reservorios de La Cuenca
Talara. Fuente: Estimulación Ácida En Reservorios Naturalmente Fracturados.
Formación Amotape-Lote X-Perú. VI INGEPET 2008(Expl-3-Cc-221)
Figura 3.4 Pozo área Reventones, historial de Producción
41
3.2 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL ACTUALES
Un sistema de levantamiento artificial (SLA), es un mecanismo externo a la
formación productora encargado de levantar crudo desde la formación a una
determinada tasa, cuando la energía del pozo es insuficiente para producirlo por sí
mismo o cuando la tasa es inferior a la deseada.
Los sistemas de levantamiento artificial son el primer elemento al cual se recurre
cuando se desea incrementar la producción en un campo, ya sea para reactivar
pozos que no fluyen o para aumentar la tasa de flujo en pozos activos. Estos operan
de diferentes formas sobre los fluidos del pozo, ya sea modificando alguna de sus
propiedades o aportando un empuje adicional a los mismos.
CLASIFICACIÓN
De forma general, los métodos de levantamiento artificial pueden ser clasificados
en las siguientes dos categorías
• Métodos que modifican propiedades físicas de los fluidos del pozo (Por
ejemplo reducción de densidad).
• Métodos que aplican la acción de una bomba para suministrar energía externa
al sistema.
Cada sistema de levantamiento tiene un principio de funcionamiento diferente, y
por lo tanto una serie de características y rangos de operación propios, los cuales,
deben ser debidamente identificados como una base previa para la correcta
selección del sistema de levantamiento más adecuado para determinado proyecto.
Los sistemas de levantamiento actuales en el yacimiento peña negra, lote X se
muestran en la Figura 3.5
Figura 3.5 Mecanismos De Producción Actuales Lote X
42
3.3 GENERALIDADES SISTEMA GAS LIFT APLICADO EN EL NOR-OESTE
El sistema de LAG está formado por un sistema de compresión, una red de
distribución de gas a alta presión, equipos de medición y control del gas
comprimido, los pozos conjuntamente con sus mandriles, válvula de descarga y
válvula operadora, y la red de recolección del gas a baja presión.
El gas a alta presión proviene del sistema de compresión de donde se envía a los
pozos a través de una red de distribución, luego el gas de levantamiento
conjuntamente con los fluidos producidos a través de los pozos, es recolectado por
las estaciones de flujo donde el gas separado es enviado al sistema de compresión a
través de un sistema de recolección de gas a baja presión.
Una fracción del gas comprimido es utilizado nuevamente con fines de
levantamiento mientras que el resto es destinado a otros usos: compromisos con
terceros, combustible, inyección en los yacimientos, transferencia a otros sistemas,
etc.
Figura 3.6 Esquema de un sistema de Gas Lift
43
El sistema Gas Lift o bombeo neumático consiste en inyectar volúmenes de gas a
alta presión a través de una válvula de Gas Lift instalada en dispositivos
denominados Mandrels, hacia la tubería de producción, con el objetivo de alivianar
la columna y desplazar los fluidos desde el fondo del pozo hacia la superficie para
su producción.
El levantamiento artificial por gas se aplica preferentemente en pozos que producen
crudo liviano – mediano
3.3.1 GAS LIFT CONTINUO.
Es similar a un pozo surgente, consiste en inyectar el gas ininterrumpidamente a
presión, con el fin de aligerar la columna de petróleo desde el punto de inyección
de gas hasta la cabeza del pozo, permitiendo que de esta manera fluya el petróleo a
la superficie.
Se utiliza en pozos de alta a mediana energía (presiones estáticas mayores a 150
lpc/1000 pies) y de alta a mediana productividad (preferentemente índices de
productividad mayores a 0,5 bpd/lpc) capaces de aportar altas tasas de producción
(mayores de 200 bpd). La profundidad de inyección dependerá de la presión de gas
disponible a nivel de pozo.
Tabla 3.4 Ventajas y Desventajas del Gas Lift continuo.
Ventajas Desventajas
Se aprovecha ventajosamente la
energía del pozo.
No se puede secar el pozo y el mínimo
BHP obtenible aumenta con la profundidad
y volumen de producción.
El sistema se puede centralizar. Se debe contar con una fuente de Gas.
Altos volúmenes de extracción. El suministro de gas a presión debe ser
continuo.
Servicio con Slick Line. Se requiere personal calificado.
Se puede extraer arena y sólidos. Inversión inicial alta.
44
3.3.2 GAS LIFT INTERMITENTE.
En este sistema la inyección de gas a alta presión es lograda a través de una válvula
de Gas Lift instalada en la parte más baja del Tubing denominada válvula
operativa. En la superficie la inyección de gas en el espacio anular se realiza en
ciclos de inyección controlado por un dispositivo eléctrico, el cual controla la
apertura y cierre de la válvula motora para la inyección de gas. En este sistema se
instala un Standing Valve en el fondo de la sarta de Tubing para evitar la
propagación de la presión de gas sobre la formación y evitar el regreso de fluidos a
la formación, a este tipo de instalación se le denomina Cerrada.
Tabla 3.5
Ventajas y Desventajas del Gas Lift Intermitente .
Ventajas Desventajas
El sistema se puede centralizar No se puede secar el pozo
Las válvulas pueden ser cambiadas con
Slick Line.
Se debe contar con una fuente de Gas.
Se puede extraer bajos volúmenes. El suministro de gas a presión debe ser
continuo.
Amplio margen de producción. Limitaciones para producciones altas.
Los Qg son menores que otros sistemas. Se requiere personal calificado.
Se adapta a pozos desviados o torcidos. Inversión inicial alta y favorece la
formación de parafina.
Se aplica en pozos de mediana a baja energía (presiones estáticas menores a 150
lpc/1000 pies) y de mediana a baja productividad (índice de productividad menores
a 0,3 bpd/lpc) que no son capaces de aportar altas tasas de producción (menores de
100 bpd).
45
3.3.3 MECANICA DE VALVULAS GAS LIFT, IPO.
La válvula de Levantamiento Artificial por Gas es básicamente un regulador de
presión
Figura 3.7 Válvula de Gas lift operada por gas de inyección
En la válvula el elemento de cierre es un fuelle cargado con gas a presión (aunque
algunas utilizan un resorte al igual que el regulador); las fuerzas de apertura
provienen de la acción de la presión del gas (corriente arriba) y de la presión del
fluido o presión de producción (corriente abajo) sobre el área del fuelle y el área del
asiento respectivamente o viceversa dependiendo del tipo de válvula
3.4 Fuerzas que actúan sobre las Válvulas Gas Lift en Operación
Para una válvula operadora por presión de gas en posición cerrada, se puede
establecer el siguiente balance de fuerzas en un instante antes de que abra:
Fuerza de Cierre = Fuerzas de Apertura
Considerando:
Fuerza de cierre = Pb. Ab
Fuerzas de apertura = Pg (Ab – Ap) + Ppd – Ap
46
Dónde:
Pb = Presión del N2 en el fuelle o sencillamente presión de fuelle, en PSI.
Pg = Presión de gas, en PSI.
Ppd = Presión del fluido o presión de producción en PSI.
Ab = Área efectiva del fuelle, en pulg2. (0.31 pulg2 para válvulas de 1”)
Ap = Área de la puerta (port) o asiento, en pulg2
Sustituyendo se obtiene:
Pb Ab = Pg (Ab – Ap) + Ppd Ap
En vista de que los valores de Ap y Ab son pequeños se ha simplificado la
expresión anterior dividiéndola entre Ab, por lo que la expresión, puede escribirse:
Pb = Pg (1 – R) + Ppd R
Dónde: R = Ap/Ab se denomina relación de áreas entra la puerta o asiento y el
fuelle, su valor debe ser suministrado por el fabricante de las válvulas. La presión
de gas requerida para abrir la válvula (Pod) bajo condiciones de operación se
obtiene resolviendo la ecuación anterior para Pg.
Es decir:
Pod = Pg = (Pb – Ppd R) / (1 – R)
Cuando la válvula está en posición abierta, asumiendo que la presión por debajo del
vástago es la presión Pg se puede establecer el siguiente balance un instante antes
de que cierre:
Pb Ab = Pg (Ab – Ap) + Pg Ap
El valor de Pg para que la válvula cierre (Pvcd) se obtenga resolviendo la ecuación
para Pg, es decir:
Pvcd = Pg = Pb
Luego que la válvula cierre es necesario que la presión del gas disminuya hasta La
presión del nitrógeno en el fuelle. Para el caso de válvulas operadoras por fluido se
puede realizar un balance similar obteniéndose las siguientes ecuaciones:
Pod = Pp = (Pb – Pg R) / (1 – R)
Pod = Presión de apertura
Pvcd = Presión de cierre
Pvcd = Pp = Pb
47
En la mayoría de los casos se recomienda utilizar válvulas operadoras por presión
de gas ya que ayudan a mantener estable la presión de inyección en el pozo y
además, conociendo dicha presión en la superficie es relativamente fácil
diagnosticar cuál de las válvulas está operando
Calibración en el taller:
En la fase de diseño se fija la presión de gas (Pg) con la que debe abrir la válvula de
acuerdo a la presión de inyección disponible, de tal manera que con la presión del
fluido en la tubería (Ppd) se puede calcular la presión del fuelle (Pb) aplicando la
ecuación:
Pb = Pg (1 – R) + Ppd R
Para lograr obtener la presión de Nitrógeno (Pb) a la temperatura de operación de la
válvula (Tv) es necesario cargar el fuelle en el taller, donde por lo general se realiza
a una temperatura de 60 grados F, de allí que se requiere corregir por temperatura la
presión Pb, la corrección se obtiene aplicando la ley de los gases reales.
Variación de la presión del N2 vs temperatura
Para obtener P vs T en un volumen confinado de gas N2 es necesario aplicar la
ley de los gases reales:
P.V = n.R.Z.T
Es decir… P1/Z1.T1 = P2/Z2.T2 = n.R/V = constante
Luego P2 = P1 .[(Z2.T2)/(Z1.T1)]
ó también P2 = P1 . Ct
El valor de Ct ha sido publicado tanto en fórmulas como en tablas:
Ct = 1 / {1 + 0.00215 (Tv – 60)}
La Tv se obtiene con
Tv (°F) = Tfondo – Gt (D – Dv)
De esta manera
Pb @ 60 F = Pb Ct
Gt: es el gradiente de temperatura en el pozo, si el yacimiento no se encuentra
aportando fluido (Pfondo≥Pws) se debe usar el gradiente geotérmico (Ggeot□
48
0.015 °F/pie), pero si se encuentra aportando un determinado caudal se debe
utilizar el gradiente dinámico de temperatura (Gtd) para luego calcular una
temperatura promedia entre la dinámica y la geotérmica. Esta corrección no
se realiza cuando el elemento de cierre es un resorte.
La presión de apertura en el taller se obtiene con el mismo balance de fuerzas
realizado en el pozo, con la diferencia que Pp es cero.
Luego la ecuación quedara:
Pvo (taller) = Pb @ 60 F / (1 – R).
Sustituyendo la ecuación en esta última expresión se obtiene finalmente la
llamada Presión de Calibración (apertura) en el Taller, PTRO (Pressure Test
Rack Opening), el API la denomina Pvo:
Pvo = PTRO = Pb . Ct / (1 – R).
Figura 3.8 Calibración de válvulas de Gas Lift en laboratorio de calibración
3.4.1 GAS LIFT INTERMITENTE
El levantamiento artificial por gas intermitente consiste en inyectar cíclica e
instantáneamente un alto volumen de gas comprimido en la tubería de producción
con el propósito de desplazar, hasta la superficie, el tapón de líquido que aporta el
yacimiento por encima del punto de inyección. Una vez levantado dicho tapón cesa
la inyección para permitir la reducción de la presión en el fondo del pozo y con ello
el aporte de un nuevo tapón de líquido para luego repetirse el ciclo de inyección.
En pozos de baja tasa de producción es difícil mantener condiciones de flujo
continuo en la tubería ya que la baja velocidad de acenso de la fase liquida favorece
49
la aparición del fenómeno de deslizamiento. Este fenómeno desestabilizaría el
comportamiento del pozo y para minimizarlo o eliminarlo se requiere aumentar
sustancialmente la tasa de inyección de gas, por ejemplo, inyectar entre 500 a 800
Mpcnd para levantar solamente de 50 a 100 bpd. Una manera de reducir el
consumo de gas de levantamiento es detener la inyección de gas para darle chance
al yacimiento de aportar un tapón de líquido por encima de la válvula operadora y
luego inyectar rápidamente solo el gas requerido para desplazar el tapón hasta la
superficie, la frecuencia de los ciclos de inyección dependerá del tiempo requerido
para que la formación aporte un nuevo tapón de líquido a la tubería de producción.
Este tipo de LAG reduciría sustancialmente el consumo diario de gas de
levantamiento, por lo general, se reduce a la mitad o a las dos terceras partes de lo
que se consumiría diariamente en un levantamiento continuo ineficiente.
Obviamente si el aporte de gas de la formación es alto, probablemente sea mejor
producir en forma continua ya que el gas de levantamiento requerido será bajo. En
los pozos donde ambos tipos de LAG produzcan aproximadamente la misma tasa
con similar consumo de gas se recomienda el uso del LAG continuo ya que se
requiere de menor supervisión, control y seguimiento.
En el levantamiento artificial por gas intermitente los mecanismos de levantamiento
involucrados son:
Desplazamiento ascendente de tapones de líquido por la inyección de grandes
caudales instantáneos de gas por debajo del tapón de líquido.
Expansión del gas inyectado la cual empuja el tapón de líquido hacia el cabezal
del pozo y de allí a la batería.
CICLO DE LEVANTAMIENTO INTERMITENTE.
Es el lapso de tiempo transcurrido entre dos arribos consecutivos del tapón de
líquido a la superficie
INFLUJO, inicialmente la válvula operadora está cerrada, la válvula de
retención en el fondo del pozo se encuentra abierta permitiendo al yacimiento
aportar fluido hacia la tubería de producción. El tiempo requerido para que se
restaure en la tubería de producción el tamaño de tapón adecuado depende
fuertemente del índice de productividad del pozo, de la energía de la formación
productora y del diámetro de la tubería.
50
LEVANTAMIENTO, Una vez restaurado el tapón de líquido, la presión del gas
en el anular debe alcanzar a nivel de la válvula operadora, el valor de la presión
de apertura (Pod) iniciándose el ciclo de inyección de gas en la tubería de
producción para desplazar al tapón de líquido en contra de la gravedad, parte del
líquido queda rezagado en las paredes de la tubería (“liquid fallback”) y cuando
el tapón llega a la superficie, la alta velocidad del mismo provoca un aumento
brusco de la Pwh.
ESTABILIZACION, Al cerrar la válvula operadora por la disminución de
presión en el anular el gas remanente en la tubería se descomprime
progresivamente permitiendo la entrada de los fluidos del yacimiento hacia el
pozo nuevamente.
Figura 3.9 Ciclo de levantamiento Gas Lift Intermitente aplicado.
3.4.2 TIPOS DE INSTALACIONES GAS LIFT
Existen diferentes tipos de instalaciones Gas Lift Intermitente, cada uno aplica para
las condiciones particulares que presentan los pozos.
3.4.2.1 INSTALACION GAS LIFT CONVENCIONAL
En este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio interno de la tubería de
producción para el almacenamiento de los fluidos aportados por la formación y el
gas desplaza directamente al tapón de líquido en contra de la gravedad.
Normalmente se utiliza cuando la presión estática del yacimiento y/o el índice de
51
productividad alcanza valores bajos (aproximadamente Pws menores de las 150 lpc
por cada 1000 pies e índices menores de 0.3 bpd/lpc).
Figura 3.10 Instalación de Gas Lift intermitente convencional
3.4.2.2 INSTALACION GAS LIFT CON CAMARA DE ACUMULACION.
En este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio anular entre el revestidor de
producción y la tubería de producción para el almacenamiento de los fluidos
aportados por la formación y el gas desplaza directamente al tapón de líquido
inicialmente a favor de la gravedad y posteriormente en contra de dicha fuerza.
Normalmente se utiliza cuando la presión estática del yacimiento alcanza valores
muy bajos, de tal magnitud (aproximadamente menores de los 100 lpc por cada
1000 pies) que con el intermitente convencional el tapón formado sería muy
pequeño y por lo tanto la producción seria casi nula.
52
Instalación cámara insertada, es una variación de una instalación convencional. La
adición es una cámara de acumulación y un tubo de inmersión. La válvula de
retención o Check Valve va instalada debajo de la cámara e inmediatamente encima
del tubo perforado.
Figura 3.11 Instalación Cámara Insertada
Este arreglo permite producir el petróleo desde el fondo del pozo y levantar un
volumen de fluido razonablemente mayor por cada inyección de gas; este tipo de
instalación reduce también la contrapresión sobre la formación productiva. La
instalación es recomendada cuando la zona productiva varia de 300 a 600 Ft
3.4.2.3 INSTALACION GAS LIFT BLT
Este tipo de instalación consta de dos sartas paralelas, generalmente una de 2 3/8” x
1 ¼”. La inyección de gas se realiza por la sarta de 1 ¼” hasta el fondo donde se
encuentra el Mandrel Operativo BLT. El Mandrel operativo aloja la Válvula Gas
53
Lift, la cual controla la inyección de gas por debajo del taco de fluido para su
optimo desplazamiento hasta la superficie. Este tipo de instalación se utiliza para
profundizar el punto de inyección en pozos donde las formaciones productivas se
encuentran distantes.
Figura 3.12 esquema de instalación BLT
Figura 3.13 Mandrel BLT de descarga 2 3/8”
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Figura 3.14 Mandrel BLT Operativo 2 3/8”
3.4.2.4 INSTALACION GAS LIFT CONCENTRICO.
La instalación consiste en bajar tubería de 2 7/8” con perforado, Check Valve y
cámara de acumulación y dentro de ellas las tuberías Macarrón de 1 ¼” donde
van instaladas las válvulas en Mandrels llamadas Crossover. El gas es inyectado
a través de la sarta de Macarrón de 1 ¼” y el petróleo es levantado por el anillo
existente entre las dos tuberías.
Figura 3.15 Instalación Crossover
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3.5 EXPERIENCIA POZO LG-112.
El pozo LG-204, ubicado en la parte norte y límite del Campo Laguna Grande. Se
encuentra en producción desde 1998, presenta las siguientes características de
producción:
Producir con alto GOR, baja presión de reservorio.
Formación Verdum crudo de 36° API.
Asistido con Unidad de Bombeo Mecánico.
Eficiencia Volumétrica de la bomba 29%.
Pozo frecuentemente desfogado por forros, reducir contrapresión en formación
Verdum.
Índice de Intervención 2 veces por año, barril rayado por arena.
Figura 3.16 Histórico de Producción del pozo LG-112
Como parte del diseño Gas Lift se realizó con Slick Line PCP (Prueba con paradas),
estimado un Presión de fondo de 280 PSI, dejando los MG en fondo por periodo de 1 Hr.
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Figura 3.17 IPR estimado para el pozo LG- 112
Se estimó el comportamiento de afluencia de la formación por el modelo matemático
simplificado de VOGEL, considerando los siguientes parámetros:
SBHP = 280 PSI
IP: 0.19BPD/PSI
AOF: 34BPD
Se decidió bajar una instalación convencional dado que se tiene una sola formación
Productiva Verdum, mitad de perforados 4975Ft MD/TVD.
La profundidad del Packer 30Ft por encima del tope de los perforados y la punta de tubos
@ 4960Ft.
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Figura 3.18 pozo LG-112 Instalación Convencional
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Posterior a definir el estado mecánico para asistir el pozo con Gas Lift Intermitente, se
diseña la Válvula Gas Lift, teniendo en cuenta los siguientes parámetros.
Presión máxima del sistema: 500PSI.
No se consideran Válvulas de Descarga.
Se selecciona el Port de 5/16”, para inyectar un volumen de gas instantáneo grande,
permitiendo el levantamiento eficiente.
El Mandrel operativo es del tipo de bolsillo, así reemplazar válvula con Slick Line sin
necesidad de realizar un Pulling.
En función a la presión de fondo 280PSI y la columna de fluido que podría levantar
aprox. 800Ft de crudo 0.8 GE. La presión del sistema será suficiente para descargar del
pozo, en el peor de los casos se dará asistencia con Swab, hasta arrancar el Pozo.
Se realizó el diseño de la Válvula de Gas Lift considerando una presión aguas debajo
de la válvula Gas Lift de 130 PSI, considerando un taco de 90Ft y una presión en
cabeza de 80PSI.
Tabla 3.6
Calculo de calibración de GLV
Opening P. at depth OP 217 PSI
Ratio Ab/Ap R 0.257 5/16”
Tubing Pressure TP 130 PSI
Clossing P. at depth Pvc 194 PSI
T. @ Valve Depth Tdepth 114.1 °F
Temperature Correction Factor TCF 0.896
Bellows P. at base T. Pd @ °F 174 PSI
Test Rack Opening Pressure Ptro 234 PSI
Se determinó la presión de calibración de la Válvula en 250PSI (TROP). Válvula Gas Lift
equivalente a BK-1 (camco) Port 5/16.
El pozo arranco con Gas Lift y posterior a estabilización se estableció el ciclo de
operación:
Ciclo: 30’ x 4’
Es decir 26 minutos de reposo por 4 minutos de inyeccion.
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El sistema mejoro con la instalación de compresores en la batería, reduciendo así la
contrapresión en la batería, esto nos permitió tener una contrapresión en cabeza de pozo de
100PSI, 20 Psi adicional de lo considerado.
El pozo se estabilizo en un ciclo de 30´ x 3´ y en una producción de 20 BLPD con un Wcut
de 10%. Logrando un incremento de 100% en producción de crudo.
El GOR de producción de incremento a 1600SCFT STB, dado que posterior al arribo del
taco se producía el gas de formación por el flowline hacia batería.
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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
El sistema gas Lift Intermitente aplicado en el pozo LG-122, confirma que el
sistema gas Lift es el método más adecuado para lograr la optimización de los
pozos que producen con alto GOR al producir el gas de la formación e incrementar
la recuperación de líquidos.
La instalación de Compresores en baterías, permiten optimizar la producción de los
pozos con gas Lift, reduciendo la contrapresión en cabeza de pozo.
Al producir el gas que aporta los pozos y no ventearlo, mejoramos las prácticas de
producción cumpliendo con la normativa nacional de reducción de emisiones de
gas metano a la atmósfera.
Se estima una pérdida de fluido de 7% de volumen del taco de fluido inicial por
cada 100FT durante su ascenso a superficie, esto podría ser reducido con la
instalación de un pistón viajero, creando una interface mecánica entre el gas y el
líquido.
Es posible considerar la reactivación de pozos ATA, cerrado por llegar a su límite
económico al ser producidos con bombeo mecánico
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BIBLIOGRAFÍA
API Gas Lift Manual, Book 6. Third Edition 1994.
Explotación de Petróleo y Gas en Campos Maduros y Marginales del Noroeste
Peruano – impacto de la Normativa aplicable, Filomeno Marcelo Alta Mori, UNI
2006.
Gas Lift. ESP OIL. Maracaibo 2004.
Programa de Capacitación Integral Progresiva en Ingeniería de Petróleo – Fase I.
Petroperú 1981